殷立云，王賢成，張藝臏（中海石油（中國）有限公司文昌13-1/2油田作業(yè)公司，廣東湛江524057）

海上油田燃料氣系統(tǒng)與LPG回收系統(tǒng)燃氣循環(huán)應用研究與實踐

殷立云，王賢成，張藝臏
（中海石油（中國）有限公司文昌13-1/2油田作業(yè)公司，廣東湛江524057）

文昌13-1/2油田投產(chǎn)13a，原油產(chǎn)量逐年減少，伴生氣量也下降明顯。一方面油田主發(fā)電機需要穩(wěn)定的伴生氣源發(fā)電，另一方面伴生氣也是油田液化石油氣（LPG）生產(chǎn)的主要原料。伴生氣量決定油田電力穩(wěn)定和LPG產(chǎn)量，通過對燃料氣系統(tǒng)和LPG回收系統(tǒng)工藝流程進行整體的深入的研究，建立燃氣大循環(huán)概念，通過摸索實驗和改造，讓兩個系統(tǒng)關聯(lián)起來，使有限的伴生氣在兩個系統(tǒng)中循環(huán)。既滿足三臺主發(fā)電機滿負荷發(fā)電所需氣量，又挖掘了燃料氣系統(tǒng)伴生液，提高了LPG的產(chǎn)量。最終讓放空火炬最小化，達到碳排放最小化和經(jīng)濟利益最大化的雙豐收。

燃料氣；LPG；循環(huán)應用

1背景簡介

文昌13-1/2油田有兩個井口平臺和一艘FPSO，在FPSO上有兩套燃氣處理系統(tǒng)，一套是處理油田高壓（450kPa）伴生氣的燃料氣處理系統(tǒng)，供給透平發(fā)電機使用，一套是用于回收低壓（50kPa）放空氣的LPG回收裝置。油田投產(chǎn)初期，伴生氣量充足，兩套系統(tǒng)并列運行平穩(wěn)。但是油田進入開發(fā)中后期后，隨著產(chǎn)量的遞減，伴生氣量逐漸減少，兩套系統(tǒng)均因為“缺氣”出現(xiàn)問題。LPG回收系統(tǒng)問題表現(xiàn)比較突出，設備故障率高，生產(chǎn)時效低，回收率低等；燃料氣系統(tǒng)問題表現(xiàn)為3臺發(fā)電機無法同時用氣發(fā)電。

2系統(tǒng)存在問題

2.1 LPG系統(tǒng)存在主要問題

(1)處理能力受限：進口壓縮機設計最小處理能力為6×104Nm3/d，隨著油田原油產(chǎn)量下降，伴生氣產(chǎn)量也隨同下降。至2011年底，扣除燃料氣后的火炬放空氣下降至5.5×104Nm3/d，低于LPG進口壓縮機處理能力下限。

(2)滑油系統(tǒng)弊端：進口壓縮機的壓縮介質(zhì)為富含水氣的油田伴生氣，富含C+3，在壓縮過程中將有大量油水凝液析出，而且設計選用的進口壓縮機為有油潤滑的螺桿壓縮機，在其工作過程中會有油水凝析液進入潤滑油系統(tǒng)，使?jié)櫥妥冑|(zhì)，降低了有油螺桿壓縮機潤滑油潤滑和冷卻的功效，從而影響機組的正常運行。

(3)增本低效：從投產(chǎn)至今的運行情況來看，該機組經(jīng)常出現(xiàn)問題，嚴重影響LPG系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，常見的問題還包括軸封不嚴、潤滑油泄漏、振動高停機和潤滑油泵故障等，甚至還曾經(jīng)發(fā)生過振動高導致滑油管線斷裂等事故，導致維護及維修費用達到人民幣500萬元/a，年平均時效在52.9%以下。

2.2燃料氣處理系統(tǒng)存在主要問題

(1)組分分離不足：LPG回收系統(tǒng)投用后，油田伴生氣用戶主要為透平發(fā)電主機、熱介質(zhì)鍋爐和LPG回收系統(tǒng)。燃氣透平發(fā)電機、熱介質(zhì)鍋爐、LPG回收系統(tǒng)對原料氣的要求逐次降低，但現(xiàn)有流程不能實現(xiàn)不同組分燃料氣的優(yōu)化調(diào)配。熱介質(zhì)鍋爐由于長期使用富含重烴組分的燃料氣，導致爐膛內(nèi)壁積碳比較嚴重，每年必須清理一次，耗費大量的人力物力資源。

(2)柴油消耗：同時隨著伴生氣產(chǎn)量的下降，在原油外輸作業(yè)期間，油田用電負荷上升，用氣量上升30%。從一級分離器分離出的伴生氣已不能滿足透平主機和鍋爐用氣要求，導致一臺透平發(fā)電機必須采用燃油模式，每次提油作業(yè)需消耗30m3柴油，每年增加近400m3柴油消耗。

3技術思路

3.1進口壓縮機優(yōu)化

3.1.1選型優(yōu)化

要求新LPG進口壓縮機能更安全、可靠，并能滿足緊湊的現(xiàn)場安裝空間和未來伴生氣產(chǎn)量下降后的處理要求。經(jīng)過對壓縮機機型對比分析和國內(nèi)外市場充分調(diào)研，新LPG進口壓縮機最終選擇中國船舶重工第711研究所生產(chǎn)的無油噴液潤滑螺桿式兩級壓縮機。該機組采用獨立的潤滑油回路對軸承進行潤滑，解決了重組分氣對潤滑油的影響問題。

3.1.2機封的選型和優(yōu)化研究

對于LPG回收系統(tǒng)區(qū)域，我們對壓縮機軸封的可靠性提出了更高的要求。通過綜合現(xiàn)場使用經(jīng)驗，我們和廠家共同研制出一種新型軸封裝置（圖1、圖2），對壓縮機陰、陽轉(zhuǎn)子的進端和排端都采用迷宮密封與集成式雙端面機械密封的復合密封結構，極大的提高了密封的可靠性，使介質(zhì)沿軸承方向泄漏的可能性極低。

集裝式雙端面機械密封是一種依靠彈性元件對動、靜環(huán)端面密封副的預緊和介質(zhì)壓力與彈性元件壓力的壓緊而達到密封的軸向端面密封裝置。雙端面機械密封兩個端面摩擦副之間充滿密封油，當中間阻塞流體壓力大于被密封流體壓力和大氣壓時，雙端面密封用作阻塞密封。由于進口壓縮機組的潤滑油系統(tǒng)與密封油系統(tǒng)分開，有效的避免了由于密封油受污染而導致潤滑油對軸承的損害，從而保護了軸承。

圖1 集裝式雙端面機械密封結構

圖2 無油噴液潤滑螺桿壓縮機剖面圖

3.1.3噴液螺桿壓縮機機封防反沖擊優(yōu)化改造

LPG回收系統(tǒng)進口壓縮機為噴液螺桿壓縮機，在失電、火災等應急關停情況下，潤滑油泵關停后密封油壓力迅速下降，機封無法潤滑冷卻，同時由于機封兩端壓差較大，容易導致密封面損壞失效，燃料氣竄入到滑油系統(tǒng)，污染滑油并形成燃氣泄漏、聚集等安全隱患。

通過對生產(chǎn)工藝流程和壓縮機工作模式的研究分析，設計在壓縮機出口增加BDV（放空閥）及SDV（關斷閥），修改相關邏輯控制參數(shù)，當系統(tǒng)應急關停后，BDV立即打開，SDV關閉（圖3），為防止SDV關閉速度太慢或失效，在管線上增加單流閥，確保壓縮機內(nèi)壓力能迅速下降，減小機封兩端壓差，防止機封兩端因壓差過大而失效，同時避免大量放空氣體進入放空總管。

圖3 防反沖擊優(yōu)化改造邏輯圖及現(xiàn)場BDV

3.2低伴生氣量下LPG回收系統(tǒng)的整體優(yōu)化

3.2.1吸收塔工作模式的研究與優(yōu)化

由于循環(huán)水冷卻系統(tǒng)換熱效果不佳，制冷吸收塔單元流程（圖4）上的丙烷制冷系統(tǒng)低溫級丙烷制冷壓縮機未投用，在對吸收塔頂部出氣的組分進行分析時，發(fā)現(xiàn)吸收塔頂部出氣中的C3+含量偏高，甚至超過了原料氣中的含量，吸收塔工作異常。

圖4 制冷吸收塔單元

通過綜合分析認為，由于低溫級丙烷制冷壓縮機未投用，油田伴生氣進入丙烷蒸發(fā)冷凝器時不能進一步制冷，吸收塔也就失去了吸收C3+重質(zhì)組分和脫除C1、C2-輕質(zhì)組分的功能。經(jīng)過工藝調(diào)整，在低溫級丙烷制冷壓縮機停運時，關閉吸收塔底重沸器加熱氣源，降低吸收塔塔底溫度，減少塔底重組分的蒸發(fā)。吸收塔運行模式優(yōu)化后，LPG回收系統(tǒng)各關鍵指標得到明顯改善（表1），液化氣產(chǎn)量提高約17%，輕油產(chǎn)量提高約4%，與設計工況（開啟低溫級丙烷制冷壓縮機）相比，液化氣產(chǎn)量僅降低7%。

表1 吸收塔塔底重沸器停用前后關鍵指標對比

3.2.2燃料氣系統(tǒng)優(yōu)化

A、主機燃料氣滌氣罐液烴處理方式優(yōu)化

燃料氣滌氣罐工作壓力為2000kPa，在此壓力條件下，形成大量的C3+重烴。通過現(xiàn)場分析，利用壓力差，可以直接將此部分重烴接入常溫分離器，再進入精餾單元，分離出輕質(zhì)油和LPG（圖5），從而徹底解決直接放空到放空總管時形成大量冷凝水及冰堵問題，同時LPG產(chǎn)量增產(chǎn)15m3/d。

圖5 燃料氣后滌氣罐底部液烴優(yōu)化改造（虛線為改造部分）

B、實現(xiàn)了以透平發(fā)電機用氣為中心的碳元素精細化管理模式

建立油田伴生氣系統(tǒng)大循環(huán)工作模式。在LPG正常生產(chǎn)情況下，將回收后的殘余放空氣體供給透平和鍋爐進行循環(huán)使用；當油田伴生氣產(chǎn)量降低至不能滿足LPG回收系統(tǒng)最低氣量要求時，可將進口壓縮機從兩級壓縮改為單級壓縮工作模式，將低壓放空氣進行增壓、凈化，作為燃氣壓縮機的原料氣，最大化供給透平發(fā)電機使用，延長透平供氣年限。

建立LPG系統(tǒng)不同工況下的各種操作模式，實現(xiàn)效益最大化。針對油田用電負荷的變化，對LPG回收系統(tǒng)采用不同的工作模式。在正常生產(chǎn)期間，以LPG產(chǎn)量最大化為主的工作模式；在油田外輸期間，隨著用電負荷的增大，采用以透平發(fā)電機用氣為主的工作模式，減少LPG生產(chǎn)使更多的天然氣通過回流管線供給燃氣系統(tǒng)，避免一臺透平用油帶載，節(jié)約柴油消耗，達到“降本增效”的工作目的。

進一步通過對油田伴生氣總量分析和預測，研究得出了不同階段伴生氣處理系統(tǒng)總體運行的最優(yōu)模式（表2）。

4實施效果及經(jīng)濟效益

表2 油田各年份伴生氣處理系統(tǒng)運行模式

4.1生產(chǎn)時效顯著提升

LPG回收系統(tǒng)完成綜合改造后，及時排除了隱患，各項優(yōu)化改造措施增產(chǎn)效果明顯。截止2015年3月底，改造后系統(tǒng)已累計安全運行6617h，回收液化氣1.92萬m3，扣除臺風和計劃停產(chǎn)檢修時間，生產(chǎn)時效大大提高，達到92.6%，在伴生氣產(chǎn)量大幅度下降的情況下，2013年LPG產(chǎn)量大幅回升（表3）。

表3 近六年LPG回收系統(tǒng)生產(chǎn)情況對比

4.2 LPG產(chǎn)量提升

經(jīng)過工藝系統(tǒng)多方面優(yōu)化調(diào)整后，使燃氣系統(tǒng)內(nèi)更多的C3、C4組分進入LPG系統(tǒng)進行生產(chǎn)，從而得到很多的LPG產(chǎn)品。相比2012、2013年產(chǎn)量從平均75m3/d，上升到95m3/d，產(chǎn)量增加20m3/d，除去油田計劃性關停以外，一年按350d生產(chǎn)，國內(nèi)市價平均5000元/t計算，年增加經(jīng)濟效益約1911萬元/a，相當于增加一口低產(chǎn)油井。

4.3減排效果提升

LPG產(chǎn)量增加就可提高天然氣回收率，減少天然氣大氣排放量。目前LPG平均日產(chǎn)95m3/d，相比調(diào)整前期產(chǎn)量提高20m3/d。除去油田計劃性關停以外，一年按350d計算，年回收LPG 33250m3，比往年同比增加回收LPG 7000m3，減少大氣排放量831.25×104m3天然氣，即9143.75t標準煤，與往年同比減少大氣排放量175×104m3，即1925t標準煤，為油田環(huán)保減排工作、完成公司任務指標做出貢獻。

4.4節(jié)能效果提升

原LPG進口壓縮機機組功率為600kW，為滿足正常生產(chǎn)，通過大幅度回流方式保證機組正常運轉(zhuǎn)，耗能高。新進口壓縮機機組功率僅為356kW，節(jié)能了244kW負荷，按一年350d計算，可節(jié)省電量205×104kw，即252t標準煤。

調(diào)整優(yōu)化后LPG回收系統(tǒng)運轉(zhuǎn)更加穩(wěn)定，確保貨油外輸作業(yè)期間3臺透平發(fā)電機的用氣需求，使每次提油作業(yè)可以通過停丙烷壓縮機，減少LPG生產(chǎn)使更多的天然氣通過回流管線提高燃氣系統(tǒng)的供應量，避免一臺透平用油帶載。每次提油作業(yè)平均消耗25m3柴油消耗，全年可節(jié)省柴油300m3左右，按國內(nèi)市價平均6000元/m3計算，每年可節(jié)省油料費用支出180萬元左右。

4.5維護成本減低

LPG回收系統(tǒng)投產(chǎn)后，系統(tǒng)工況一直不太穩(wěn)定，雖然經(jīng)過一系列優(yōu)化改造，但由于核心設備進口壓縮機設計和選型方面的缺陷，未能從根本上解決問題，后期由于伴生氣產(chǎn)量下降，LPG進口壓縮機故障率逐漸上升，由于振動高、滑油污染等問題導致的停機相當頻繁，年大修次數(shù)一般在4次以上，占用了油田大量的人力、物力資源。2013年新進口壓縮機投用后，已累計運轉(zhuǎn)近1年時間，機組噪聲、振動小、故障率低、運轉(zhuǎn)平穩(wěn)，優(yōu)勢十分明顯（表4）。

表4 LPG進口壓縮機運行工況及維修費用統(tǒng)計

5 結論

經(jīng)過對燃料氣系統(tǒng)和LPG回收系統(tǒng)工藝流程進行整體的深入的研究，建立燃氣大循環(huán)概念，通過摸索實驗和改造，讓兩個系統(tǒng)關聯(lián)起來，使有限的伴生氣在兩個系統(tǒng)中循環(huán)。既滿足三臺主發(fā)電機滿負荷發(fā)電所需氣量，又挖掘了燃料氣系統(tǒng)伴生液，提高了LPG的產(chǎn)量。最終讓放空火炬最小化，達到碳排放最小化和經(jīng)濟利益最大化的雙豐收。

10.3969/j.issn.1008-1267.2016.02.011

TE89

B

1008-1267（2016）02-0035-04

2015-12-08

·科研與生產(chǎn)·